29.07.2025 Переток
Прогнозный энергодефицит, проявления которого уже заметны на Дальнем Востоке, в Сибири и на юге РФ, вынуждает власти форсировать процесс наращивания мощности энергосистемы страны. Правительство инициирует запуск большого объёма проектов строительства новой генерации, одновременно обновляя условия масштабной программы модернизации действующих ТЭС, стоимость мероприятий по которой в последние годы выросла кратно. При этом на фоне фактически запретительной ключевой ставки и большого объёма уже стартовавших проектов ресурсы сектора близки к исчерпанию. Продолжая поиски источников инвестиций, генераторы среди прочего обсуждают создание механизма авансирования новых электростанций и ставят вопрос о снижении необходимого объёма строительства, в том числе за счёт отказа от принципа 100-процентной надёжности энергоснабжения.
В настоящее время власти заканчивают подготовку сразу нескольких важных для энергетики нормативных актов, в том числе индексирующих цену конкурентного отбора мощности (КОМ) в 2025–2026 годах на 15,16%, и прописывают новый механизм для инвестирования в так называемые директивные проекты генерации (они реализуются по решению правительства). Индексация цены КОМ входит в один пакет с механизмом «директивных проектов», финальные согласования документов должны закончиться в ближайшие недели, рассчитывают в «Совете производителей энергии» (СПЭ).
Новый механизм предусматривает сооружение генерирующих мощностей на основании директивы кабмина и по фактическим затратам – стоимость строительства и цена мощности блоков будут утверждаться регуляторами за несколько месяцев до ввода станции в эксплуатацию после анализа сметной документации. Первые такие проекты будут реализованы в ОЭС Юга, где в прошлом году на конкурсный отбор новой генерации (КОМ НГО) никто не пришёл, сочтя потолок капзатрат в 299 тыс. рублей за 1 кВт установленной мощности заниженным на 25–30%. В итоге правкомиссия по развитию электроэнергетики директивно распределила проекты: новые блоки возведут «Газпром энергохолдинг» (ГЭХ), «Технопромэкспорт» (структура «Ростеха»), «Интер РАО» и «Лукойл». Также директивными будут проекты, необходимые для закрытия прогнозного дефицита в столичном регионе, их реализацию планируется поручить «Интер РАО» и ГЭХ. Ещё два проекта получит «Т Плюс» – компания в 2031–2033 годах планирует запустить на ТЭЦ в Перми и Саратове ранее исключённые из программы КОММод-ПГУ энергоблоки с первыми образцами газовой турбины «Силовых машин» ГТЭ-65.
В ближайшее время «директивный перечень» может расшириться за счёт регионов Дальнего Востока. Кабмин постановил провести до 18 августа отбор проектов новой генерации (КОМ НГО) для двух территорий – Приморского края (до 250 МВт), а также Хабаровского края и части Приморского края за сечением «Переход через Амур» (также до 250 МВт). Потолок капитальных затрат на отборах отличается в 4,1 раза: в первом случае он установлен на уровне 183 тыс. рублей за 1 кВт, так как расчёт проведён для газового блока, хотя перспективы газоснабжения проекта неясны, во втором – 753 тыс. рублей для угольной генерации. В секторе нет уверенности в активном участии энергокомпаний в предстоящих отборах: пока известно лишь об одном игроке, проявившем интерес к конкурсам, но большинство компаний, вероятно, воздержится, предполагают в СПЭ. В таком случае нераспределённые проекты перейдут в разряд директивных – исполнителей назначит правительство РФ.
Непонятен пока уровень конкуренции и на очередном отборе в рамках программы модернизации ТЭС (КОММод), который по многолетней традиции был перенесён – в этом году с 1 апреля на 1 октября. Кабмин сейчас продолжает готовить поправки в условия программы. Задержка связана с пересчётом финансовых параметров, поясняют генераторы. Первоначальные расчёты по «калькулятору Ламайера» (определяет цену конкретных мероприятий в рамках модернизации), включённые в проект постановления правительства, базировались на ценах 2022 года и «во время пути собака смогла подрасти», так как основной ценовой всплеск пришёлся на 2023–2024 годы. Предлагавшийся рост цен в 2,2–4,9 раза по отдельным мероприятиям уже неактуален, реальные расходы превышают эти показатели. Документ, скорее всего, будет утверждён в регламентные сроки и конкурс проектов модернизации можно будет провести, как и планировалось, до 1 октября.
По мере распределения проектов всё более острой проблемой становится исчерпание резервов мощности, необходимых для реализации проектов модернизации, так как в период проведения работ блоки останавливаются минимум на полгода. «Системный оператор ЕЭС» по понятным причинам всё чаще не готов согласовывать заявки на временный вывод мощностей.
Впрочем, технические ограничения начинают отходить на второй план по мере ухудшения финансового положения сектора. Генераторы уже не так активно ищут новые проекты и стараются минимизировать число капиталоёмких, говорят в СПЭ. Финансовые ресурсы сектора на фоне сверхвысокой ключевой ставки и большого объёма взятых в рамках КОМ НГО и КОММод обязательств близки к исчерпанию. Часть игроков отрасли, в частности, государственное «РусГидро», близки к тому уровню долговой нагрузки, при котором получить новые кредиты крайне сложно. Две другие группы – игроки, чьё положение пока остаётся устойчивым, и те, у которых оно уже ухудшается.
«Время для инвестиций очень сложное», но так или иначе строить надо, говорят представители сектора. Именно поэтому государство внедряет механизм «директивных проектов», пока поручая компаниям искать заёмное финансирование, но текущий уровень рыночных ставок слишком высок для отрасли. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2042 года (Генсхема-2042), оценивающая стоимость около 88 ГВт новой генерации в 40 трлн рублей, исходит из ключевой ставки в 8%. 25 июля Центробанк снизил ставку с 20% до 18%, и энергетикам, уже запускающим проекты в рамках Генсхемы, приходится работать по реальным, а не расчётным цифрам.
Один из вариантов снижения стоимости новой мощности за счёт экономии на процентах – авансирование проектов потребителями. Интерес к этой идее проявляет и сама промышленность. По оценкам генераторов, при авансировании 30% капитальных затрат на строительство 88,5 ГВт, оценённых в Генсхеме-2042 в 40,05 трлн рублей, экономия потребителей составит 20 трлн рублей.
Ещё одна коллизия – привязка доходности по механизму договоров предоставления мощности (ДПМ), по которому осуществляется возврат вложений в том числе в рамках КОММод и КОМ НГО, к ставкам ОФЗ. Беря сейчас кредит при высокой ключевой ставке, инвестор начнёт получать средства от оптовых покупателей электроэнергии, когда ставки ОФЗ уже снизятся, что уменьшит поступления и продлит период окупаемости проектов, возможно даже за горизонт их жизненного цикла, отмечают генераторы.
Не решён пока и вопрос своевременной поставки оборудования российскими энергомашиностроителями. Только в этом году правительство перенесло 19 проектов КОММод и отменило 15, в подавляющем большинстве случаев – из-за срыва сроков поставки оборудования. Основные проблемы машиностроителей связаны с литьём и спецификой требований к качеству заготовок, что создаёт трудности не только при создании передовых газовых турбин, но и паросиловых блоков, так как в последние 30 лет эти потребности покрывались за счёт импорта.
С учётом всех перечисленных факторов, одной из тем сентябрьской конференции «Совета производителей энергии» станут варианты минимизации объёмов нового строительства, в том числе высказанная на ПМЭФ идея подумать о снижении привычной только для России 100-процентной надёжности энергоснабжения. Согласие на перспективу временных отключений в периоды пикового потребления может существенно сдержать рост цен на электроэнергию для промышленности, отмечают генераторы.